Если предположить что это секции 6-10кВ, уставка ввода с учетом действия АВР:

1. В случае если нет двигателей 6-10кВ:
Iср = Кн(Iраб.макс. своя секц. + Ксз.Iраб.макс.другая секц.)

2. В случае если есть двигателей 6-10кВ:
Iср = (Кн/Кв).(Кд.Iраб.макс.своя секц. + Ксз.Iраб.макс.чужая секц.)

Кд = 1,5 - 1,6 (коефициент дополнительного увеличения тока из за понижения напряжения при вкл. СВ)

Это из "Справочник по электроснабжению пром. предприятий, 1985"

Мне кажется, что в соответствии с Шабадом опять же рабочий ток максимальный своей секции еще надо умножить на Кн, учитывающий увеличение тока через трансформатор своей секции за счет увеличения тока при самозапуске отключившейся секции и соответственно проседании напряжения на своей секции

Перечитал еще раз внимательно стр.130-133 и стр.165 данного справочника и у меня получается именно

причем здесь
Iраб.макс.своя секц. - это максимальный рабочий ток ввода своей секции с учетом возможных послеаварийных перегрузок, т.е. 1,3...1,4 номинального тока ввода НН трансформатора, который принимает дополнительную нагрузку отключившегося трансформатора чужой секции. При этом Ксзп берется только! для дополнительно подключаемой нагрузки чужой секции. А самозапуск двигательной нагрузки своей секции, вызванной снижением напряжения при подключении двигательной нагрузки чужой секции, учитывается коэффициентом Кд=1,5...1,6 согласно вышеупомянутому справочнику.
Хотя по мне можно было сделать и по-другому. Об этом писал коллега retriever, т.е. взять Iраб.макс.своей секции с учетом послеаварийной перегрузки, а именно 1,3...1,4 номинального тока ввода НН трансформатора, подсчитать Ксзп для обоих секции и использовать обыкновенную формулу Кн*Ксзп*Iраб.макс/Кв. Это для случая если две секции были подключены к одному трансформатору (скажем один трансформатор был выведен в ремонт и КЗ на отходящем фидере на любой секции). Это мне кажется самый неблагоприятный случай (но вот подумалось, что лучше рассмотреть все варианты и выбрать самый большой Icз из всех возможных вариантов). Хотя в таком случае максимальный рабочий ток с учетом перегрузки стоит брать меньше чем 1,3...1,4, потому как такая перегрузка допускается в течении весьма ограниченного времени (для перегрузки 30% - до двух часов, согласно ПТЭ 2.1.21), а вывод в ремонт одного из трансформаторов предполагается в течении намного большего времени (неделя или даже больше), при этом перегрузка должно быть не больше 1,05...1,2 от номинального тока НН оставшегося в работе трансформатора.
И завершении еще хотелось бы сказать, что расчет уставки по току МТЗ НН будет очень сильно зависеть от характера нагрузки на каждой секции. Все рассуждения выше правильные, но будут отличаться от того есть ли крупная двигательная нагрузка на каждой секции.

коллега, я с вами абсолютно согласен здесь. формулой, которую я привел похоже можно пользоваться только в случае если неизвестно есть ли вообще крупная двигательная нагрузка на секции 6-10кВ, т.е. приближенно и если есть уверенность что крупных движков нет.
И у меня возникло два вопроса по вашему посту. Что такое явный резерв и подскажите где можно почитать как рассчитывается коэффициент Кд.
И еще по-моему есть вопрос. Он собственно и был задан в самом начале. Какой режим работы секций считать расчетным, т.е. самым неблагоприятным:
несрабатывание МТЗ на вводе при работе АВР секционника или самозапуск нагрузки обеих секций при их общей работе (например один трансформатор в резерве или в ремонте). Или может еще какой?

Все четко и ясно. Спасибо за разъяснения. Будем пользоваться при расчетах.

Наконец-то смог добраться до интернета и этой темы...
За справочник и книжку шабада по защите трансформаторов (именно про эту ранее не знал, другие книжки его были) - большое спасибо.

Давайте численный пример. Пусть Iраб.макс.своя секц.=Iраб.макс.своя секц.=1000 А. Ксз=3, Kд=1.6, Kн=1.2, Кв=0.85. Тогда
а) Есть двигатели 6-10 кВ:
Iсз = 1.2/0.85·(1.6·1000 + 3·1000)=6494 А
б) Нет двигателей 6-10 кВ:
Iсз = 1.2·(1.6·1000 + 3·1000)=5520 А
в) Условие
Iсз=Kн/Кв·Kсзап·Iраб.max=1.2/0.85·3·(1000+1000)=8470 А

Как можно видеть, условие (в) является самым жестким именно для случая неопределенной, равномерно распределенной нагрузки по секциям. Исходный вопрос состоял в том, правомерно ли условие (в) в этом случае?
Понятно, что есть варианты "неравномерной" (по секциям) нагрузки, или вообще нагрузки, которую нельзя запускать одновременно. Но, допустим, все равномерно и самозапускать все можно.

По этим книжкам получается, что когда расчет ведется по условию Iсз=Kн/Кв·Kсзап·Iраб.max, то для трансформатров Iраб.max берется с перегрузкой в 1,3 - 1,4 раза. Сразу же вопрос: откуда дровишки перегруз?. У меня напрашивается только один вариант - что мы вторую секцию подключили. Не верю я в транс с перегрузом в 140 процентов от одной секции.

С Kн все вроде бы понятно. Откуда Kв? Ранее у меня напрашивался вариант "близкое КЗ на одном из отходящих фидеров". И мне казалось странным, что рассматривается вроде бы "маловероятный" режим близкого КЗ при выводе в ремонт второй секции. Хотя, если рассуждать практически, ну увеличили мы еще чуть-чуть уставку, селективность/чувствительность есть и все пучком.

Теперь же, после прочтения книжек, возникла вторая идея, откуда Кв - для отстройки от кратковременного срабатывания от апериодики (естественно, это только для защиты с выдержкой времени).... Мне интересно: а как дело обстоит с реакцией на апериодику у современных микропроцессорных защит? И надо ли это условие для них? Хотя, лучше, как говорится, пере, чем недо... То есть, получается, условие (в) имеет право на жизнь, я правильно понимаю?

Касаемо

Я и писал про отсечку с выдержкой. Был как-то проект, рассчитывал собственные нужды и нужно было выбрать уставки ввода и СВ. Я выбрал уставки МТЗ (ну как положено), и решил  воткнуть на секционник и ввод  ТО с выдержками времени.
-ТО секционника я согласовал по току с ТО фидеров (все по 0 с), и отстроил от них же (ТО) по времени. Получилось, допустим, 0,3.

-ТО ВВ я согласовал по току с ТО фидеров своей секции и с ТО секционника. Выдержку времени согласовал с ТО фидеров и ТО СВ, естественно, второе условие вышло жестче и получилось, допустим, 0.6.

Когда стали согласовывать - грят ТО должна отстраиваться от КЗ в конце зоны защиты... а конец зоны защиты для ввода и СВ - это шины... и это практически место установки защиты.... и будет нечувствительной (естественно, что же иначе будет при такой методе выбора-то?).  Грят - не надо ТО на вводе и шинах вообще.

Ну не надо, так не надо, желание заказчика - закон, но что неправильного было в моей логике? ИМХО, что МТЗ, что ТО - по сути - просто две ступени фазной токовой защиты, и принцип выбора у них может быть любой, главное, чтобы была чувствительность и селективность.  Может, конечно, ЛЗШ там хватает за глаза, и это излишество - делать еще и ТО с выдержкой времени на СВ и ВВ - но все же недоумение осталось и хочется знать, как  на практике где кто делает.

Респект, stoyan. Как же я раньше про это не подумал.

Вроде же ранее было принято 2,38

Тогда получится Icp=2,72.

Касательно слабых мест... можно, видимо, в  итоге сделать вывод, что все зависит от того, насколько точный мы делаем расчет.
 
Ксз, получается, зависит от соотношения рабочего тока и тока КЗ. Для тока КЗ, много большего рабочего тока (видимо, когда сопротивление системы мало) можно приближенно принять Ксз постоянным.
И тогда условие (А) вылезет как основное. Вдобавок, если еще и неизвестен точный состав нагрузки, значения Ксз=2, Ксз=2,5, Ксз=3, - могут быть одинаково нереальными, и тогда все эти уточнения с рабочими токами малопродуктивны (получится тоже нечто абстрактное). Тогда тут, видимо, должна быть логика "чем больше, тем лучше", и брать надо Ксз=3 или около того + условие (А), однозначно. Ну, и, понятно, согласование с другими защитами.

Например, был у меня расчет РУ 10 кВ, так там от двух здоровых АТ (2х200 МВ·А) питались только собственные нужды (2 ТСН совсем мизерной мощности). И тогда как раз мне и сказали: ежели такое дело, рассчитывай рабочий ток СВ по номиналу его ТТ, а ток ввода - по номиналу токоограничивающего реактора на стороне НН АТ. Потому что это сейчас там 2 ТСН, а потом может, еще что-нито приделают, и менять уставки 100 раз при каждом расширении РУ - глупо, надо один раз выбрать, и если все проходит по чувствительности (все проходило) - то поставить и забыть. 

Но, видимо, если мы дело имеем с точно известной схемой, то там уже можно посмотреть  разные условия отстроек и разные Ксз.

В таком случае Ксз растет. Есть графическая зависимость, если не ошибаюсь показана в справочнике, о котором говорил в пост 3.

Все так, но надо помнить что это для обобщенной нагрузки. Если есть мощные двигатели 6-10кВ, для них надо считать отдельно.